Электрическая часть станций и подстанций. Технический проект ТЭЦ - 220 МВт

Главная схема эл. соединений ТЭЦ- 220 МВт.dwg

Главная схема электрических
соединений ТЭЦ-220 МВт
Резервная магистраль

Электрическая часть станций и подстанций. Технический проект ТЭЦ - 220 МВт .doc

Современная электроэнергетика базируется на трехфазном переменном токе с частотой 50 Гц. Применение трехфазного тока объясняется большей экономичностью сетей и установок трехфазного тока по сравнению с установками однофазного переменного тока а также возможностью применения наиболее надежных простых и экономичных асинхронных электродвигателей по сравнению с электродвигателями других типов.
В городах поселках и на крупных предприятиях электрические сети строятся на напряжение 1ОкВ и реже 6кВ. Напряжения 35 и 11ОкВ применяются для связи электростанций между собой при небольших расстояниях и в распределительных сетях при питании потребителей от мощных станций. Напряжения 220 330 и 500кВ применяются для связи мощных электростанций между собой передачи больших мощностей на дальние расстояния а также для межсистемной связи.
ТЭЦ как правило сооружаются в городах рабочих поселках и при крупных промышленных предприятиях т. е. в центре тепловых и электрических нагрузок. Поэтому большая часть генераторов ТЭЦ присоединяется непосредственно к сборным шинам генераторного напряжения 6-10кВ от которых отходят линии для питания местных потребителей т. е. промышленных предприятий и городских трансформаторных пунктов ТП. С этих же сборных шин питаются и трансформаторы собственных нужд при наличии избыточной мощности на ТЭЦ последняя передается в энергосистему с помощью повышающих трансформаторов связи сборных шин повышенного напряжения и линий электропередачи ВЛ. В случае дефицита (недостатка) генерирующей мощности последняя поступает из энергосистемы через те же трансформаторы связи.
Электрическая часть каждой электростанции прежде всего характеризуется схемой электрических соединений на которой условными обозначениями нанесены все агрегаты и аппараты электрической части станции и соединения между ними.
В данном курсовом проекте производим выбор оборудования ТЭЦ : генераторов трансформаторов аппаратов и токоведущих частей. Расчет токов короткого замыкания выбор типов релейной защиты и измерительных приборов.
ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ РАЗРАБОТКА ВАРИАНТОВ СХЕМ ВЫДАЧИ ЭНЕРГИИ
Поскольку мощность проектируемой ТЭЦ – 220 то выбираем турбогенераторы по 63 МВт и турбогенераторы 100 МВт.
По [3] табл. 2.1стр.76 выбираем генераторы марки ТВФ –63-2У3 и ТВФ –120-2У3
Технические данные турбогенераторов заносим в таблицу 2.1.
Таблица 2.1 Технические данные выбранных генераторов
Выбор двух вариантов схем
проектируемой электростанции
В первом варианте все линии питаются через ГРУ 10 кВ а во втором один генератор подключается к РУ 110 кВ через блочный трансформатор. ГРУ выполняется с одиночной секционированной системой шин.
Питание потребителей генераторного напряжения осуществляется через групповые реакторы.
В двух вариантах РУ 110 кВ выполняется двойной системой шин с обходной.
Выбор трансформаторов на проектируемой ТЭЦ
Выбираем трансформаторы связи для первого варианта исходя из двух условий:
)Выдача избыточной мощности в энергосистему в период минимума нагрузки на шинах генераторного напряжения:
где Рг и cosφг – номинальная мощность и номинальный коэффициент мощности генераторов;
Рг.н. мин и cosφср – минимальная нагрузка шин генераторного напряжения и средний коэффициент мощности нагрузки;
Рс.н. и cosφсн - мощность потребляемая собственными нуждами и коэффициент мощности собственных нужд.
)Пропуск от энергосистемы недостающей мощности на шинах генераторного напряжения в момент максимальной нагрузки и при отключении одного из наиболее мощных генераторов
где Рг.н. мин и cosφср – максимальная нагрузка шин генераторного напряжения и средний коэффициент мощности нагрузки.
При аварийном отключении одного из двух параллельно работающих трансформаторов или при одновременном отключении одного генератора и одного трансформатора (наложение аварий) перегрузка оставшегося в работе трансформатора Sт ав не должна превышать 14.
В связи с обратимым режимом работы трансформаторов связи предусматриваем устройства для регулирования напряжения нагрузкой (РПН) на стороне высшего напряжения (ВН).
По [3] табл. 3.6 стр.146 выбираем трансформаторы типа ТДЦН-200000110.
Трансформаторы связи для второго варианта:
Блочный трансформатор рассчитываем по формуле
По [3] табл. 3.6 стр.146 выбираем трансформаторы типа ТДН-40000110 а блочный трансформатор типа ТДЦН-125000110.
Номинальные данные выбранных трансформаторов сводим в таблицу 2.2.
Таблица 2.2 Номинальные данные выбранных трансформаторов
Номинальное напряжение
ВЫБОР И ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНАВАНИЕ ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ
Экономически целесообразный вариант определяется минимумом приведенных затрат:
К – капиталовложения на сооружение электроустановки тыс. у.е. (для облегчения исключим одинаковые капитальные вложения вариантов);
Рн – нормативный коэффициент экономической эффективности капиталовложений равный 015;
И – годовые эксплуатационные издержки;
У – ущерб от недоотпуска энергии.
Капиталовложения определяем по укрупненным показателям стоимости элементов схем результаты сводим в таблицу.3.1.
Таблица 3.1 Капиталовложения элементов схем
Стоимость единицы тыс. у.е.
Годовые эксплуатационные издержки тыс. у.е.:
где Ра и Ро – отчисления на амортизацию и обслуживание %;
ΔЭ – потери энергии в кВт·час;
– стоимость 1 кВт·час потерянной энергии равная 08 цента(кВт·ч).
Потери энергии в двух обмоточном трансформаторе:
где ΔРхх – потери холостого хода;
ΔРкз – потери короткого замыкания;
Sн – номинальная мощность трансформатора;
Sм – максимальная нагрузка трансформатора;
Т – число часов работы трансформатора;
t – число часов максимальных потерь определяемое по [1] рис.5.6 в зависимости от Тma
Тmax – величина определяется по графикам нагрузки на шинах НН подстанции или по графику выдачи мощности энергосистемы через трансформатор связи. Если построение графиков не производится то для трансформаторов на подстанциях величина Тmax принимается равной Тmax потребителей на шинах НН.
Потери в трансформаторе связи для 1-го варианта:
Для двух трансформаторов ΔЭ1= 2ΔЭ = 3868 ·10 5 кВт·ч.
Потери в трансформаторах связи для 2-го варианта:
Для двух трансформаторов ΔЭтр= 2ΔЭ = 174 ·10 5 кВт·ч.
Для блочного трансформатора:
Всего для второго варианта: ΔЭ2 = 423 ·105 кВт·ч.
Годовые эксплуатационные издержки для двух вариантов тыс. у.е.
Определяем приведенные затраты:
Так как приведенные затраты 2 варианта меньше на 25% то для дальнейшего рассмотрения принимаем этот вариант ТЭЦ.
Главную схему электрических соединений разрабатываем по составленной ранее структурной схеме выдачи мощности станции. Для принятой схемы выдачи мощности определяем число присоединений в каждом из РУ которое рассчитывается как сумма числа отходящих к потребителям линий (n лэп) числа линий связи с системой (n св.) и числа трансформаторов связи или питающих трансформаторов (n т) подключенных к данному РУ:
N = n лэп + n св.+ n т.св + n т
Количество отходящих линий со стороны ГРУ определяем по формуле:
где Рмах – максимальная мощность;
Рл – наибольшая передаваемая мощность для одной линии. Для напряжения 10 кВ Рл = 425 МВА для напряжения 110 кВ Рл = 50 МВА.
Количество отходящих линий от РУ 110 кВ
Реакторы выбираем по номинальному напряжению току и индуктивному сопротивлению. Номинальный ток секционного реактора определяется из соотношения
Iр > 07·Iном. г (3.4)
В соответствии с вышесказанным по [3] табл.514 стр.342 принимаем реакторы типа РБДГ-10 - 4000 - 0105У3.
Линейные реакторы также выбираем по номинальному напряжению току и индуктивному сопротивлению. Выбираем одинарные реакторы к которым подключаем по 3 линии. Ток в реакторе:
По [3] табл.515 стр.350 принимаем реакторы типа РБУ-10- 1000 - 022У3.
Выбор собственных нужд
Питание собственных нужд будем осуществлять с напряжения 6 кВ т.к. оно не совпадает с генераторным то собственные нужды необходимо запитывать через трансформаторы. По [3] табл. 3.4 стр. 126 выбираем трансформаторы типа ТМ- 630010 у которого Uк = 75 % и ТДСН - 1600020 Uк = 10 %
Пуско - резервные трансформаторы собственных нужд выбираем типа ТДСН - 1000035 и ТД - 25000110.
РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ ДЛЯ ВЫБОРА АППАРАТОВ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ
Сопротивление элементов электрических цепей может быть задано в именованных величинах и в процентах или относительных величинах. Для того чтобы схему замещения можно было преобразовать к простейшему виду необходимо привести параметры элементов схемы к одной какой-либо ступени напряжения или выразить эти параметры в единых масштабах. Последнее в установках напряжением выше 1000 В удобнее всего производить с помощью системы относительных единиц (о.с.). Чтобы получить относительное значение какой-либо величины нужно поделить ее на величину принятую за единицу измерения. При этом за единицу измерения или как принято называть за базисную величину может быть принято любое количественное значение параметра соответствующей размерности.
Сущность системы о.е. заключается в том что все фигурирующие в расчетах величины - сопротивления X токи I напряжения U и мощность S - выражаются не в обычных единицах (Ом А кВ МВА) а в долях от принятых за базисные единицы
Базисные величины связаны между собой законом Ома: и уравнением мощности
Из четырех базисных единиц только две выбираются произвольно а две другие получаются из указанных соотношений.
Относительное значение любой величины при выбранных базисных условиях определяется по формуле:
где - значение величины в именованных единицах;
- базисное значение этой же величины.
Звездочка * указывает что величина выражена в о.е. индекс б - что она приведена к базисным условиям.
Используя выражение (4.1) для определения сопротивления в о.е. получим:
где X - заданное индуктивное сопротивление Ом на фазу.
Обычно относительные сопротивления элементов (генераторов двигателей трансформаторов и реакторов) задаются при номинальных условиях т.е. за базисные величины прияты номинальные. Их величины определяются по выражению (4.2) где базисные величины заменяются соответствующими номинальными т.е.
Чтобы вести расчет в о. е. необходимо все ЭДС и сопротивления элементов схемы выразить в о.е..
Для удобства расчетов за базисную мощность желательно принимать величину кратную десяти или кратную установленной мощности генерирующих источников расчетной схемы.
За базисное напряжение при приближенном приведении принимают средненоминальные напряжения ступеней .
Расчётные выражения для определения приведённых значений сопротивлений:
линия электропередачи ;
- базисная и номинальная мощность МВА ;
- относительные сопротивления элементов схемы ;
- удельное сопротивление 1 км линии для воздушных принимается равным О4 Омкм для кабельных - 08 Омкм;
- напряжение КЗ трансформатора в процентах;
- среднее номинальное напряжение кВ
Сопротивления элементов схемы приведенные к базисным условиям наносим на схему замещения. Для этого каждый элемент в схеме замещения обозначаем дробью: в числителе ставим порядковый номер элемента а в знаменателе - значение относительного индуктивного сопротивления. ЭДС элементов придаются порядковые номера и указываем величину в о.е. Сверхпереходная ЭДС для практических расчетов находится по формуле: .
Составляем схему замещения (рис. 4.1) и определяем параметры её элементов.
Принимаем =115 кВ; =1000 МВА; ;
Определяем сопротивление системы:
Определяем сопротивления линий:
Определяем сопротивления генераторов:
Определяем сопротивления трансформаторов:
Определяем сопротивления реакторов:
По [1] табл. 3.4 стр.130 определяем сверхпереходную ЭДС Ес”=1 Ег12”=108 Ег3”=113.
) Преобразуем схему замещения для точки КЗ 1.
Преобразуем треугольник в звезду:
Схему преобразуем к виду
( по формуле приведения )
Начальное значение периодической составляющей трехфазного тока КЗ в именованных единицах вычисляется по формуле :
кА – начальное значение периодической составляющей тока КЗ.
Определим теперь ударный ток по формуле:
Среднее значение ударного коэффициента на шинах 110 кВ .
=74 + 574 + 544 = 1858 кА – суммарный ударный ток в точке КЗ 1.
) Преобразуем схему замещения для точки КЗ 2.
Преобразуем схему методом эквивалентирования:
Еще раз преобразуем схему методом эквивалентирования:
Схему преобразуем к виду:
Принимаем =105 кВ; =1000 МВА;
Начальное значение периодической составляющей
трехфазного тока КЗ:
Среднее значение ударного коэффициента на шинах 10 кВ .
= 4027 + 59 + 219 + 2096 =14213 кА – суммарный ударный ток в точке КЗ 2.
) Преобразуем схему замещения для точки КЗ 3.
Преобразуем схему методом эквивалентирования: ;
Принимаем =63 кВ; =1000 МВА;
Кроме того точка КЗ подпитывается двигателями собственных нужд.
Среднее значение ударного коэффициента за трансформатором собственных нужд .
=56 + 82 + 313 + 298 + 1026 = 3017 кА – суммарный ударный ток в точке КЗ 3.
Расчет КЗ в данной точке необходим для окончательного выбора линейного реактора обеспечивающего отключающую способность выключателя и термическую стойкость кабеля 10кВ.
Определяем сопротивление цепи КЗ без реактора:
Требуемое сопротивление цепи КЗ
определим исходя из условия обеспечения
отключающей способности выключателя.
Сопротивление реактора:
Окончательно выбираем реактор типа РБУ-10-1000 - 022У3 с параметрами
Uном=105 кВ Iном= 1000 А Xр= 022 Ом iу = 63кА Iт = 193 кА tт =8 с.
Начальное значение периодической составляющей трехфазного тока КЗ:
Среднее значение ударного коэффициента в ветвях реакторов .
кА – суммарный ударный ток в точке КЗ 4.
) Преобразуем схему замещения для точки КЗ 5.
Преобразуем схему методом эквивалентирования
Еще раз методом эквивалентирования:
= 934 + 2027 + 664 + 26 = 6225 кА – суммарный ударный ток в точке КЗ 5.
ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ
Выключатель - это коммутационный аппарат предназначенный для включения и отключения тока.
Выключатель является основным аппаратом в электрических установках он служит для отключения и включения в цепи в любых режимах: длительная нагрузка перегрузка короткое замыкание холостой ход несинхронная работа. Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее короткое замыкание.
К выключателям высокого напряжения предъявляют следующие требования :
- надежное отключение любых токов (от десятков ампер до номинального тока отключения);
- быстрота действия т. с. наименьшее время отключения;
- пригодность для быстродействующего автоматического повторного включения т. е. быстрое включение выключателя сразу же после отключения ;
- возможность - показного управления для выключателей 110 кВ и выше;
-легкость ревизии и осмотра контактов;
- взрыво- и пожаробезопасность;
- удобство транспортировки и эксплуатации.
Основными характеристиками выключателя являются: номинальные ток и напряжение и его отключающая способность т. е. наибольший ток который выключатель способен надежно отключить при восстанавливающемся номинальном напряжении сети.
Разъединителем называется аппарат предназначенный для отключения и включения цепей высокого напряжения при отсутствии в них тока. При ремонтных работах разъединителем осуществляется надежный видимый разрыв между частями оставшимися под напряжением и аппаратом выведенным в ремонт. Контактная система разъединителей не имеет дугогасительных устройств поэтому при отключении больших токов возникает устойчивая дуга которая может привести к аварии в распределительном устройстве. Прежде чем оперировать разъединителем цепь должна быть обесточена с помощью выключателя.
Выбор выключателей производится по:
) по напряжению установки
) по длительному току ; ;
) по отключающей способности.
В первую очередь производится проверка на симметричный ток отключения по условию
Затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ
где - номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени ;
- нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе (по каталогам или по рис.4.54 стр.296 [1]); - апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов ;
- наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов:
; здесь =001с - минимальное время действия релейной защиты; - собственное время отключения выключателя.
Если условие соблюдается а то допускается проверку по отключающей способности производить по полному току КЗ:
) на электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным сквозным токам КЗ: ;
где - наибольший пик (ток электродинамической стойкости) по каталогу ; - действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока КЗ.
) на термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока КЗ:
где - тепловой импульс тока КЗ по расчету ;
- среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток термической стойкости) по каталогу ;
- длительность протекания тока термической стойкости по каталогу с.
Выбор разъединителей производится:
) по напряжению установки ;
) по конструкции роду установки;
) по электродинамической стойкости ;
где - предельный сквозной ток КЗ (амплитуда и действующее значение)
) по термической стойкости
где - тепловой импульс тока КЗ по расчету ; - среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток термической стойкости) по каталогу ; - длительность протекания тока термической стойкости по каталогу с.
Для выбора аппаратов произведём сначала расчёт токов продолжительного режима т.е. токов нормальной работы и токов максимальных нагрузок на основных участках.
Цепь генераторов Г1 и Г2:
Цепь генераторов Г3:
На высшем напряжении:
На низшем напряжении:
где ; ; - номинальные параметры источника.
к – коэф. зависящий от допустимых длительных повышений тока для генераторов 105 для трансформаторов не работающих в блоке с генератором 14.
Для примера производим выбор выключателей и разъединителей для ОРУ 110 кВ :
По [3] табл. 5.2 стр.238 выбираем воздушный выключатель типа
ВВБМ-110Б-3152000У1 с параметрами: =110кВ; =2000А; =315кА; =32%; =102кА; =40кА; =40кА; =3c; =005c. Время действия релейной защиты для таких выключателей =001с; =006c - наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов (т.е. время протекания тока КЗ).
Апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов определяется по формуле :
значения определяли по графику ([1] рис. 3.25 стр.151) при Та = 003 с = 012.
кА – суммарное значение апериодической слагаемой тока КЗ.
Периодическая составляющая тока КЗ для момента времени =006c. Определим ее как суммарную величину от токов отдельных групп генераторов =309 кА;=239 кА;=227 кА;=775 кА
Определим кратности (отношения начальных значений периодической составляющей токов КЗ к номинальному току):
с по [1] рис. 3.26 стр.152 определяем
; 088 · 309 = 272 кА;
; 087 · 239 = 21 кА;
; 099 · 227 = 225 кА;
2 + 21 + 225 = 707 кА – периодическая составляющая тока КЗ к моменту времени t.
Тепловой импульс квадратичного тока КЗ:
= 7752 ·(006 + 003) = 54
Выбор разъединителя:
По [3] табл. 5.5 стр.272 выбираем разъединитель типа РНДЗ.2 110 2000 У1 с параметрами: =110кВ; =2000А; =100 кА; =40 кА; =3 c.
Результаты выбора выключателей и разъединителей сведем в таблицу 5.1
Таблица 5.1 Выбор выключателей и разъединителей на ОРУ 110кВ
Данные разъединителя
=·707 +13 = 1127 кА;
= =· 315 · 032 =142 кА;
= =· 315 ·132 = 586кА;
Примечание: > - т.к. разъединитель коммутирует только обесточенные цепи то их проверка на отключающую способность не производится.
Таблица 5.2 Выбор выключателей и разъединителей на ГРУ 10кВ.
=·626 +1246 =1007 кА;
= =· 90 · 02 =2538 кА;
= =· 90 ·12 = 15228 кА;
Выберем выключатели для установки на линиях отходящих к потребителям генераторного напряжения расчет сведем в таблицу 5.3
Таблица 5.3 Выбор выключателей и разъединителей на линиях отходящим к потребителям генераторного напряжения.
Таблица 5.4 Выбор выключателей и разъединителей устанавливаемых после ТСН 63 МВА:
Таблица 5.5 Выбор выключателей и разъединителей устанавливаемых после ТСН 16 МВА:
ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ
Сборные шины будут расположены в вершинах прямоугольного треугольника с расстояниями между фазами 08 м и пролётом =2 м.
Согласно ПУЭ сборные шины и ошиновка в пределах распределительных устройств по экономической плотности тока не выбираются поэтому выбор производится по допустимому току. Принимаем алюминиевые шины коробчатого сечения:
(150·65·7) высота =150 мм ширина полки =65мм сечением 2х1785 мм2 (по [3] табл. 7.6 стр.398).
Проверяем данные шины на термическую стойкость. Iпо=5896 кА когда тепловой импульс тока КЗ:
Минимальное сечение по условию термической стойкости:
С – функция принимаемая по [2] табл. 5.2 стр.38.
qmin меньше выбранного сечения 2 х 1785 мм2 следовательно шины термически стойки.
Проверяем сборные шины на механическую прочность. =14213 кА.
Шины коробчатого сечения обладают большим моментом инерции поэтому расчет производится без учета колебательного процесса в механической конструкции. Принимаем что швеллеры шин соединены жестко по всей длине сварным швом тогда момент сопротивления Wуо-уо=167 см3. При расположении шин в вершинах прямоугольного треугольника расчетная формула:
sрасч=sфмахsдоп=75 Мпа;
поэтому шины механически прочны.
Выбор изоляторов: жесткие шины крепятся на опорных изоляторах выбор которых сводится к выполнению условий:
по номинальному напряжению Uуст ≤ Uном
по допустимой нагрузке Fрасч ≤ Fдоп
Наибольшая расчетная нагрузка
где Кh - поправочный коэффициент принимаем Кh =1.
По [3] табл.5.7 стр.282 выбираем опорные изоляторы ИОР - 10 – 1600 УХЛТ2
=10 кВ; А > =5600 А.
Выбор токоведущих частей в цепи генератора: ошиновка от сборных шин до разъединителей от разъединителей до выключателя и от выключателя до стены ГРУ выполняется жёсткими шинами. Принимаем шины коробчатого сечения фазы расположены горизонтально на расстоянии а = 08 м пролёт =2м. Выбираем сечение по экономической плотности тока:
По [3] табл. 7.6 стр.398 принимаем шины коробчатого сечения 2(175·80·8) с общим сечением 2·2440 = 4880 что больше расчётного.
От выводов генератора до фасадной стены главного корпуса токоведущие части выполняют комплектными токопроводами([3] табл.9.13 стр.540). Выбираем ГРТЕ-20-8550-250 ном. напряжение 105кВ ном. ток 8550 А электродинамическая стойкость 250 кА : А >=5600 А
Выбираем гибкий токопровод в цепи трансформаторов ТДН 40000110 принимаем провод АС – 500 64. Сечение алюминиевых проводов должно быть 50909 -1000 = 40909 .
Число проводов А - 500 : ; принимаем 8 проводов А - 500.
Проверяем по допустимому току: А; А>=5600 А.
Принимаем токопровод 2 x АC-500 64 + 8 x А-500 диаметром =160 расстояние между фазами 3м.
Выбор шин 110 кВ: так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах. Принимаем АС - 15019 =168 мм А. Фазы расположены горизонтально на расстоянии между фазами 3м.
Токоведущие части от выводов 110 кВ трансформатора до сборных шин выполняем гибкими токопроводами выбираем сечение по экономической плотности тока =191; принимаем два провода в фазе АС-12019; =152мм; А. Проверяем А>= 29427 А.
Выбираем опорные изоляторы(по [3] табл.5.7 стр.282)
С6-450 II УХЛТ1 : =110кВ = =110 кВ; =270мм.
Проходные изоляторы (линейный ввод) ГМЛБ-90-1101000У1 с параметрами =110кВ; А>=29427 А.
В блоке генератор-трансформатор участок и отпайка к ТСН выполняются комплектным экранированным токопроводом ГРТЕ-20-8550-250 ном. напряжение 105кВ ном. ток 8550 А электродинамическая стойкость 250 кА([3] табл.9.13 стр.540)
Токоведущие части от выводов блочного трансформатора до РУВН выполняем гибкими проводами. Сечение выбираем по экономической плотности тока:
=5971 выбираем 2 повода в фазе АС-30039; =24мм; А. Проверяем А>= 9196 А.
Потребители генераторного напряжения получают питание по кабельным линиям питающимся от групповых реакторов.
Реакторы проверяются по следующим условиям:
iу = 5044 кА iдин = 63 кА – динамическая стойкость.
Вк = 112 193 2·8 = 297992 – термическая стойкость.
Кабели принимаем марки ААШвУ прокладываемые в кабельных траншеях:
По [3] табл.7.10 стр.401 принимаем два кабеля сечением 240 =355 А.
где Кпер – коэффициент перегрузки.
По условию нагрева кабели проходят.
Проверяем данные кабели на термическую стойкость.
Iпо = 1829 кА когда тепловой импульс тока КЗ:
По термической стойкости кабели проходят.
Потребители напряжения 110 кВ получают питание по воздушным линиям электропередачи провода марки АС:
По [3] табл.7.10 стр.401 принимаем провод сечением 24032 =605 А.
По условию нагрева провода проходят. На корону провода не проверяем т.к. минимальное сечение проводов по действию короны на 110кВ - 70 .
ВЫБОР ТИПОВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ.
Защиты блока генератор - трансформатор.
Устанавливаются следующие виды защит:
- продольная дифференциальная защита трансформатора от многофазных замыканий витковых замыканий и замыканий на землю на основе применения реле РНТ - 565;
- продольная дифференциальная защита генератора от многофазных КЗ в обмотках статора и на его выводах с использованием реле РНТ - 565;
- защита напряжения нулевой последовательности - от замыкания на землю на стороне генераторного напряжения;
- газовая защита трансформатора - от замыкания внутри кожуха трансформатора;
- токовая защита обратной последовательности состоящая из двух фильтр - реле тока обратной последовательности РТФ - 2 и РТФ - 3. При этом чувствительный орган реле РТФ - 2 и РТФ - 3 осуществляет защиту генератора от перегрузок токами обратной последовательности. Грубый орган реле РТФ - 2 является резервной защитой от внешних несимметричных КЗ;
- токовая защита с пуском по минимальному напряжению - резервная от симметричных КЗ;
- защита нулевой последовательности от внешних замыканий на землю в сети с большим током замыкания на землю;
-максимальная токовая защита от симметричных перегрузок используется ток одной фазы;
- цепь ускорения отключения блока и пуск схемы УРОВ при неполнофазных отключениях выключателя;
- односистемная поперечная защита от витковых замыканий в одной фазе без выдержки времени - для защиты генератора.
Защиты трансформаторов собственных нужд.
- от повреждений внутри кожуха и на выводах - продольная дифференциальная токовая защита на основе реле РНТ - 565;
- от повреждений внутри кожуха трансформатора сопровождающихся выделением газов и от понижения уровня масла - газовая защита;
- от внешних КЗ а так же для резервирования защит - МТЗ с комбинированным пуском по напряжению;
- от перегрузки - МТЗ использующая ток одной фазы с действием на сигнал.
- дифференциальная токовая защита без выдержки времени охватывающая все элементы которые подсоединены к системе шин осуществляется с помощью реле тока отстроенного от переходного и установившегося тока небаланса;
- на обходном выключателе устанавливается трёхступенчатая дистанционная защита и токовая отсечка от многофазных КЗ;
- на обходном выключателе - четырёхступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности от замыканий на землю;
- на шиносоединительном выключателе - двухступенчатая токовая защита от многофазных КЗ;
- на шиносоединительном выключателе - трёхступенчатая токовая защита нулевой последовательности от замыканий на землю.
- высокочастотная защита;
- трёхступенчатая дистанционная защита;
- токовая защита нулевой последовательности - для защиты от КЗ на землю;
- двухступенчатая максимальная токовая защита с выдержкой времени;
- мгновенная токовая отсечка.
ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ И ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ.
Выбор измерительных приборов.
Статор: Тип прибора Класс точности
Амперметр в каждой фазе Э – 37715
Счётчик активной энергии И – 67510
Счётчик реактивной энергии И – 675М20
Регистрирующие приборы:
Регистрирующий амперметр Н – 39315
)Блочный трансформатор.
ВН: Амперметр Э – 37715
)Трансформатор связи.
НН: Амперметр Э – 37715
Варметр с двухсторонней шкалойД – 36525
Счётчик активной энергииИ – 67510
Счётчик реактивной энергииИ – 673М20
ВН: АмперметрЭ – 37715
)Трансформатор собственных нужд.
Сторона питания: АмперметрЭ – 37715
Ввод к секциям 63 кВ:
Выбор трансформаторов тока.
Встроенные в токопровод трансформаторы тока у генераторов 63 МВт ТШЛ20Б – I 60005 100 МВт ТШЛ20Б – I 80005 ([3] табл.5.9 стр.300)
Подсчёт вторичной нагрузки трансформатора тока приведён в таблице 8.1
Потребляемая мощность В·А
Счётчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии
Регистрирующий ваттметр
Регистрирующий амперметр
Наибольшая нагрузка приходится на ТТ фаз А и С Sприб = 261 В·А
rприб= Sприб I22 = 261 52 = 104 Ом
Тогда rпр = Z2 ном – r приб – r к
где rк – сопротивление в контактах Ом;
rпр – сопротивление соединительных проводов Ом;
Z2 ном – номинальная нагрузка Ом.
rпр = 12 – 104 – 01 = 006 Ом.
Ориентировочная длина l = 10 м. Для турбогенератора 63 МВт расчётное сечение алюминиевых проводов (ρ = 283·10-9 Ом·м):
Выбираем кабель АКРВГ с жилами 5 мм2.
Во вторичных цепях электростанции с генераторами 100 МВт и выше используются медные жилы (ρ = 175·10-9 Ом·м). Для турбогенератора 100 МВт расчётное сечение:
Выбираем кабель с жилами 3 мм2.
Цепь собственных нужд.
В трансформатор СН встроены трансформаторы тока типа ТВТ 35 - I - 6005 ([3] табл.5.11 стр.318). С низкой стороны (6 кВ) трансформатора СН устанавливаем трансформаторы тока типа ТШЛП –10 –10005([3] табл.5.19 стр.298).
Iр.мах = 881 А I н = 1000 А
Uр.мах = 6 кВ Uн = 10 кВ
Подсчёт вторичной нагрузки приведён в табл. 8.2
Наибольшая нагрузка от приборов приходится на ТТ фазы В.
rприб = SприбIр = 3052 = 012 Ом
Тогда: rпр = Z2 ном – r приб – rк
rпр = 08 – 012 – 001 = 058 Ом.
Ориентировочная длина 6 метров тогда:
Принимаем кабель АКРВГ с жилами 25 мм2.
Цепь пускорезервных собственных нужд.
В трансформатор встроены трансформаторы тока:
в трансформатор с Uвн = 10 кВ – ТВТ - I - 6005
в трансформатор с Uвн = 110 кВ – ТВТ 110 - I - 2005
С низкой стороны 6 кВ трансформаторов пускорезервных устанавливаем трансформаторы тока типа ТШПЛ – 10 – 16005
Iр.мах = 1445 А Iн = 1600 А
Uр.мах = 6 кВ Uн = 10 кВ.
ТТ нагружен аналогично цепи СН (таблица 8.2). Используем кабель АКРВГ – с жилами 25мм2.
Устанавливаем трансформаторы тока типа ТФЗМ –110Б –I 3005
Iр.мах = 29427 А Iн = 300 А
Проверку производим по следующим условиям:
iу = 1858 кА iдин = 63 кА – динамическая стойкость.
Вк = 36 13 2·3 = 507 – термическая стойкость.
Требуемый класс точности – 05.
Подсчёт вторичной нагрузки приведён в таблице 8.3
Наибольшая нагрузка от приборов приходится на ТТ фаз А и С.
rприб= Sприб I22 = 115 12 = 115 Ом
rпр = Z2 ном – r приб – r к
rпр = 20 – 115 – 01 = 84 Ом.
Тогда расчётное сечение проводов при длине 100 м равно:
Выбираем кабель АКРВГ с жилами 1 мм2.
Трансформаторы связи 11010 кВ.
Высшая сторона 110 кВ
Встроенные трансформаторы тока типа ТВТ – 110 – 6001
Устанавливается один амперметр в фазу В типа Э – 377 с Sприб = 05 В·А.
Тогда rприб = 0512 = 05 Ом
Допустимая нагрузка 20 Ом
rпр = 20 – 05 – 01 = 194 Ом.
Используем кабель АКРВГ с жилами 1 мм2
Низкая сторона 10 кВ
Встроенные трансформаторы тока типа ТВТ – 10 – 60005
Подсчёт вторичной нагрузки приведён в таблице 8.4
rприб= Sприб I22 = 55 12 = 55 Ом
rпр = 20 – 55 – 01 = 144 Ом.
Выбор трансформаторов напряжения.
В токопровод встроены трансформаторы напряжения ЗОМ – 120 - 63У2 ([3] табл.5.13 стр.334)
Мощность приборов подключённых к ТН приведена в таблицу 8.5
Число паралл. катушек
Датч. реакт. мощности
Полную мощность определим по формуле:
Допустимая мощность ТН: Sд = 75 В·А
Тогда имеем: S2 Sдоп
Следовательно ТН обеспечит необходимый класс точности 05.
На шинах устанавливаем трансформатор типа НКФ – 110 – 58Т1 ([3] табл.5.13 стр.334).
Подсчитаем его вторичную нагрузку (таблица 8.6)
Допустимая мощность 400 В·А что выше чем S2.
Следовательно ТН обеспечивает необходимый класс точности 05.
ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ И ОПИСАНИЕ ВСЕХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ ИМЕЮЩИХСЯ В ПРОЕКТЕ
Распределительное устройство расположенное на открытом воздухе называется открытым распределительным устройством. Как правило РУ напряжением от 35 кВ выполняются открытыми.
Конструкция ОРУ обеспечивает надежность работы безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение возможность расширения максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления.
Надежность ОРУ достигается правильным выбором расстояния между токоведущими частями. Расстояние между токоведущими частями и от них до различных элементов ОРУ выбирается в соответствии с правилами ПУЭ.
Все аппараты ОРУ располагаются на невысоких основаниях (металлических или железобетонных). По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования. Габариты проезда должны быть не менее 4 м по высоте и ширине. Гибкие шины крепятся с помощью опорных изоляторов на железобетонных или металлических стойках.
Под силовыми трансформаторами масляными реакторами и баковыми выключателями предусматривается маслоприемник укладывается слой гравия толщиной не менее 25 сантиметров и масло стекает в аварийных случаях в маслосборники.
ОРУ всегда ограждается от остальной территории станции забором высотой не менее 16 м сетчатым ограждением.
Ошиновка ОРУ выполняется гибким сталеалюминевым проводом. Для крепления проводов предусмотрены порталы. Линейные и шинные порталы и все опоры под аппаратами – стандартные железобетонные.
Обслуживание РУ должно быть удобным и безопасным. Размещение оборудования в РУ должно обеспечивать хорошую обозреваемость удобство ремонтных работ полную безопасность при ремонтах и осмотрах.
Неизолированные токоведущие части во избежание случайных прикосновений должны быть помещены в камеры или ограждены.
Генераторные распределительные устройства сооружаемые на ТЭЦ выполняются с применением сборных и комплектных ячеек.
В ГРУ 10 кВ предусмотрены 2 секции сборных шин к каждой из которых присоединен генератор 63 МВт. К двум секциям присоединены трех обмоточные трансформаторы связи.
ГРУ рассчитано на ударный ток до 300 кА. Здание одноэтажное с пролетом 18 м выполняется из стандартных железобетонных конструкций которые применяются для сооружения и других зданий ТЭЦ.
В центральной части здания в два ряда расположены блоки сборных шин и шинных разъединителей далее следуют ячейки с генераторных трансформаторных и секционных выключателей групповых и секционных реакторов и шинных трансформаторов напряжения. Шаг ячейки 3 м.
У стен здания расположены шкафы КРУ. Все кабели проходят в двух кабельных тоннелях. Охлаждающий воздух к реакторам подводится из двух вентиляционных каналов нагретый воздух выбрасывается наружу через вытяжную шахту. В каналы воздух подается специальными вентиляторами установленными в двух камерах.
Обслуживание оборудования осуществляется из трех коридоров: центральный коридор управления шириной 2000 мм коридор вдоль шкафов КРУ рассчитанный на выкатку тележек с выключателями и коридор обслуживания вдоль ряда генераторных выключателей.
Следует обратить внимание на то что все ячейки генераторных выключателей расположены со стороны ГРУ обращенной к турбинному отделению а ячейки трансформаторов связи со стороны открытого РУ.
Такое расположение помогает осуществить соединение генераторов и трансформаторов связи с ячейками ГРУ с помощью гибких подвесных токопроводов.
Л.Д. Рожкова В.С. Козулин «Электрооборудование станций и подстанций». – М.: Энергоатомиздат 1987 г.
Методические указания по курсовому проектированию. – Мн.: БГПА 1982 г.
Б.Н. Неклепаев И.П. Крючков «Электрическая часть электростанций и подстанций». – М.: Энергоатомиздат 1989 г.

ГРУ-10кВ.dwg

Резервная магистраль
Электрическая часть ТЭЦ-220 МВт
ГРУ-10 кВ с одной системой шин и групповыми реакторами: а)рарез по цепям генератора и группового реактора: 1-трансформатор тока; 2-проходной изолятор; 3-камера генераторного выключателя; 4-привод выключателя; 5-блок сборных шин; 6-блок шинных разъединителей; 7-привод шинных разъединителей; 8-камера сдвоенного реактора; 9-шинопровод; 10-ячейки КРУ; б)план-схема заполнения
Вентиляционный канал